Telecontrol de redes eléctricas

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ENTREGA 1
Telecontrol de redes eléctricas
Elaborado por José Ignacio Escudero y Joaquín Luque Rodríguez, Universidad de Sevilla, Departamento de Tecnología Electrónica.
Introducción
Una red o un sistema eléctrico se compone básicamente de
dos elementos: por un lado tendremos plantas generadoras de
energía eléctrica y por otro a los consumidores de esa energía.
La conexión entre esas dos partes se efectúa mediante una
red de transmisión que, por razones técnico-económicas,
se configura en una estructura jerárquica con varios niveles
de tensión de transporte, reparto y distribución (como puede verse en la figura 1). El paso de un nivel de tensión a otro
se efectúa en centros denominados subestaciones transformadoras, dotados, tanto de los propios transformadores, como de los sistemas necesarios de protección y maniobra.
El transporte y distribución de esa energía eléctrica desde
los puntos de generación hasta los de consumo se basa en
un conjunto de técnicas en constante evolución desde los
comienzos de esta actividad hasta nuestros días. Las líneas
o caminos únicos han ido dejando paso a una situación en
la que se garantiza al consumidor el suministro de energía
a través de diversas rutas alternativas, multi-enlazadas entre sí, hasta constituir una urdimbre que es la red eléctrica.
Además, la penetración en las costumbres sociales del uso
de la electricidad hace recaer mayor responsabilidad sobre las compañías suministradoras, que deberán garantizar
la continuidad del servicio para el normal desenvolvimiento
de una sociedad moderna. Todo ello provoca una creciente complejidad en la planificación, gestión y explotación de
una red eléctrica, para lo cual se trata de encontrar técnicas que ayuden a la resolución de dichas tareas, una de las
cuales es sin duda la automatización en el control de la red.
Pero la mejora en la calidad y seguridad del servicio no es el
único argumento que nos lleva a dicha automatización. Por
ejemplo, el carácter geográficamente disperso de la red, con
gran número de subestaciones y centrales, obliga a mantener
en cada uno de estos enclaves un equipo de técnicos a turnos ocupados en tareas de vigilancia y preparados para actuar en caso de necesidad. Es fácil comprender que la automatización de dichas funciones podría justificarse, en muchos
casos, desde una perspectiva exclusivamente económica.
Por tanto la extensión y complejidad de operación de las
redes de servicios, y en particular de las redes eléctricas,
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Interconexión
Transporte
Reparto
132 - 220 - 380 KV
45 - 66
132 KV
Distribución
45 - 66
132 KV
Abonados
muy grandes
Grandes
abonados
15-20 KV
Abonados
medios
Figura 1. Estructura de la red eléctrica
ha llevado a la generalización de los sistemas de control
que automatizan en cierta medida su explotación, siendo
estos concebidos como elementos que mejoran la calidad
del servicio disminuyendo los costes.
Aparte de las consideraciones previas hay que tener en
cuenta también que la automatización de las redes ha sido algo buscado desde sus comienzos. Ya en 1890 existían patentes para control remoto y entre los años 1920 y
1940 se desarrollan varios sistemas comerciales en esta
área. Sin embargo, es en la década de los sesenta, con el
advenimiento del minicomputador, cuando los sistemas de
control de redes sufren una evolución vertiginosa, apuntando ya las características de los actuales centros de control.
En líneas generales diremos que un sistema de control está formado por un centro de control, o un conjunto de centros de control jerarquizados [CHIH-90], y un conjunto de
unidades de transmisión remotas RTU (Del inglés: RTU =
Remote Terminal Unit) conectadas al centro de control. En
la figura 2 se puede ver una posible estructura de un sistema de control. De esta manera es posible un trasvase de
información entre cada remota y el centro de control y vi-
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ceversa. En este documento veremos la estructura de las
redes eléctricas así como sus componentes y el modo de
funcionamiento de los mismos.
Centro de control
Nacional
Centro de control
Regional
Centro de control
Provincial
Centro de control
Regional
RTU
RTU
RTU
RTU
RTU
RTU
RTU
RTU
RTU
Figura 2. Posible estructura de un sistema de control
Sistemas de control
La palabra control es un término genérico que en algunas
ocasiones puede llevar a confusión. Por ello es interesante
dejar claro que, para nosotros, este término implica no sólo el concepto de actuación sino que, también, le añade la
idea de monitorización o presentación de datos en el centro de control del sistema, lo que implica la adquisición de
datos del campo por las estaciones remotas.
En sus primeros años las misiones encomendadas a los sistemas de control eran bastantes simples así como los componentes y las técnicas empleadas. Había muy poca elección en los tipos de componentes disponibles: todos eran
de tipo electro-mecánico. Los sistemas de control empleaban componentes de estado sólido, sensores electrónicos
y convertidores analógico- digitales. Incluso las estaciones
remotas, dentro de una primera evolución de los sistemas
de control continuaban estructuradas como en sus comienzos ya que las empresas implicadas en las mismas no buscaban una alternativa a la prestación de funciones de las
mismas. Sin embargo, en los años ochenta se empiezan a
aplicar nuevas técnicas de diseño de estaciones remotas
de manera que nos encontramos remotas que usan microprocesadores, lo que ha aumentado considerablemente las
prestaciones que ofrece una remota, y ha abierto un vasto
campo de posibilidades para el futuro.
Los sistemas de control, que comprenden instalaciones de
telemedidas, poseen cada vez más una mayor cantidad de
aplicaciones distintas de las iniciales, sobre todo en el sector
1 Del inglés: SCADA = Supervisory Control And Data Acquisition
2 También del inglés: EMS = Energy Management System
3 Centro de control
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eléctrico. Aquello que en sus comienzos empezó siendo un
sistema de supervisión, control y adquisición de datos, sistema SCADA1, se ha ido convirtiendo con el tiempo en sistema
de administración de energía ó EMS2 [KIM -90], [WAHA-92].
Por ello el sistema de control se convierte, hoy en día, en un
sistema de supervisión con un amplio abanico de aplicaciones
de control: generación, transmisión y distribución de energía
sobre áreas geográficas muy grandes, adquiriendo datos del
campo y suministrando información a los centros de control
y operación. Todo esto le va a permitir llevar a cabo muchas
tareas de manera automatizada, algunas de las cuales son:
el despacho de energía, la resolución de problemas producidos por restricciones de carga o “caídas” de tensión, el cálculo de las previsiones de demanda de la red, etc.
Por todo lo que hemos visto más arriba es por lo que las
normas ANSI C37.1 [ANSI-87] definen el sistema de administración de energía, denominado genéricamente sistema
de supervisión, como el conjunto de elementos de control,
indicadores y equipos de telemedidas asociados a la estación principal3, así como todos los dispositivos complementarios que se encuentren tanto en las subestaciones
como en las propias remotas.
La estructura de un sistema de control puede estar gobernada por un conjunto de centros jerarquizados de control o en
paralelo que comparten información o se trasvasa entre ellos.
Por ello en los siguientes apartados consideraremos los componentes básicos de un sistema de control (Figura 3) que son:
centro de control, unidad de transmisión remota RTU y medio de comunicación entre ellos, desarrollando su estructura,
sus componentes y sus características de funcionamiento.
Centro de control
Los sistemas de control de redes eléctricas tienen la misión de ejercer el control sobre determinados dispositivos
y confirmar que este control se produce de forma adecuada. Al conjunto de dispositivos, módulos funcionales e interfaces con los canales de comunicación que permitan llevar a cabo correctamente las funciones de supervisión se
le da el nombre de centro de control [ANSI-87].
En esta definición el concepto “control” implica todo tipo
de control, asociando los equipos de telemedida al centro
de control así como cualquier dispositivo complementario
que en la remota exista. En sus comienzos los centros de
control sólo llevaban a cabo las funciones SCADA, que veremos más adelante.
Con el tiempo se le fueron añadiendo otras funciones diferentes hasta conseguir lo que hemos llamado un sistema
de gestión de energía EMS. Para llevar a cabo todas estas tareas, el centro de control en particular, y el sistema de
control en general, debe estar diseñado bajo las premisas
de fiabilidad, estabilidad y seguridad, economía.
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Medios de
comunicación
Centro de control
Hombre
máquina
Software
Ordenador
Adaptador
I
N
T Adaptador
E
R
F
A Adaptador
Z
Remotas
Modem
RTU
Modem
Modem
RTU
Modem
Modem
RTU
Modem
Modem
RTU
Campo
Figura 3. Configuración típica de un sistema de control
La consecución de estas tres premisas fue un gran paso
hacia adelante en la ampliación de las posibilidades de uso
de los centros de control. De las tres, la más significativa
es la de seguridad y por ello vamos a ver más en profundidad lo que esto implica. Las condiciones de operación de
un sistema se puede dividir en tres categorías o estados
diferentes: estado normal, estado de emergencia y estado
de restauración [DYLI- 77].
El primero de ellos, el estado normal, ocurre cuando los límites de operación y carga son satisfechos por el sistema. Es
razonable y deseable suponer que éste sea el estado en el
que generalmente se encuentre el sistema cuando se encuentra en un estado de cuasi-equilibrio.
Un sistema está en estado de emergencia cuando los límites
de operación no se satisfacen completamente. Existen dos tipos de emergencias: a) Cuando se violan únicamente los límites de operación en el estado de cuasi-equilibrio, por ejemplo,
cuando los límites de carga de un equipo se sobrepasan o la
tensión en una línea es inferior a lo previsto. b) Cuando se violan los límites de operación en estabilidad y como resultado de
ello peligra la estabilidad del sistema. El primero de ellos recibe el nombre de “emergencia de estado de equilibrio” mientras que el segundo se conoce como “emergencia dinámica”.
El estado de restauración ocurre cuando en el sistema no
se satisfacen los límites de carga y como consecuencia de
ello el sistema completo o una parte de él se “cae”. En caso
de que sea una parte del sistema la que se “caiga” el resto
puede encontrarse en estado de emergencia. Naturalmente
en estos casos la actuación del centro de control debe ser
inmediata ya que se pueden suceder en cascada las “caídas” de otras partes del sistema, deteriorándolo aún más.
Al dividir el estado de operación de un sistema de potencia
en tres estados posibles, estamos subdividiendo a su vez
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el problema general de funcionamiento en tres subproblemas, de los cuales el más significativo, desde el punto de
vista del diseño y utilización del centro de control, será el
relativo al funcionamiento y operación del sistema cuando
éste se encuentre en el estado normal, estado en el que
debe de encontrarse la mayor parte del tiempo. Por tanto
la misión del centro de control consistirá en mantener al sistema en el estado normal de operación, previniendo o minimizando el paso a otro estado diferente no deseado. Para realizar una estrategia efectiva que nos permita llevar a
cabo este objetivo vamos a desarrollar más detenidamente el concepto de seguridad del sistema.
La seguridad de un sistema se puede considerar como la
capacidad que tiene ese sistema de enfrentarse a una perturbación del mismo sin pasar a un estado de emergencia.
Si eso ocurre diremos que el sistema es seguro. Para ello
el propio sistema posee un conjunto de posibles contingencias clasificadas en seguras e inseguras, de manera que el
sistema de control, para conseguir su propósito de prevenir
o minimizar el paso del estado normal a cualquier otro estado de emergencia, debería ser capaz de saber si se encuentra o no en el estado normal. Si éste es el caso determinar si la contingencia que se presenta es segura o insegura
y si es insegura ser capaz de determinar qué acciones son
necesarias realizar para volver a un estado normal seguro.
Todo esto ha llevado a integrar el control de la generación y
el control de la transmisión, antes dispersas, en un único sistema. Para sistemas de control geográficamente poco dispersos esta integración se lleva a cabo con un único centro de control. Para sistemas más grandes es necesario llevar a cabo esta integración mediante el uso de varios niveles de centros de control en una jerarquía de ordenadores.
Continuará...